საქართველოში განახლებადი ენერგიის ახალი პროექტების ეკონომიკური მდგრადობა კვლავ სადავო საკითხი ხდება. ინვესტორების ნაწილი აცხადებს, რომ ჰიდროელექტროსადგურების, მზისა და ქარის სადგურების მშენებლობის ღირებულება მნიშვნელოვნად გაიზარდა, მაშინ როდესაც სახელმწიფოსთან პირდაპირი ხელშეკრულებების გაფორმებისთვის გამოყენებული CFD-ის მედიანური ტარიფები 2024 წლის აუქციონის შედეგებს ეფუძნება. მათი შეფასებით, დაგვიანებული გადაწყვეტილებები და გაძვირებული კაპიტალური ხარჯები პროექტების უკუგების პერიოდს ახანგრძლივებს და შესაძლოა, დაგეგმილი ინვესტიციების ნაწილი ეკონომიკურად არამიმზიდველი გახადოს.

მეორე მხარეს დგას სახელმწიფოსა და საბოლოო მომხმარებლის ინტერესი. CFD-ის ტარიფის ზრდა ინვესტორს უფრო მაღალ და პროგნოზირებად შემოსავალს მისცემს, თუმცა გარკვეულ პირობებში სახელმწიფოს ფინანსურ ვალდებულებასაც გაზრდის. ამიტომ საკითხი მხოლოდ ბიზნესისთვის შეთავაზებული ფასის კორექტირებას არ ეხება. გადასაწყვეტია, რამდენად შეიძლება შეიცვალოს კონკურენტული აუქციონის შედეგად დადგენილი ფასი, როგორ უნდა განაწილდეს ბაზრისა და მშენებლობის გაძვირების რისკი სახელმწიფოსა და კერძო სექტორს შორის და რა გავლენა ექნება შესაძლო ცვლილებას ენერგიის მომავალ ღირებულებაზე.

საქართველოს განახლებადი ენერგიის განვითარების ასოციაციის, GREDA-ს აღმასრულებელი დირექტორის, მაია მელიქიძის განცხადებით, ენერგოობიექტების მშენებლობის ღირებულება იმდენად გაიზარდა, რომ ინვესტორებს CFD-ის მედიანური ტარიფების გადახედვის მოთხოვნა უჩნდებათ. მისი ინფორმაციით, ჰიდროენერგეტიკაში ერთი მეგავატის მშენებლობა ადრე დაახლოებით 1.5 მილიონი დოლარი ღირდა, ახლა კი ღირებულება 1.9-2 მილიონ დოლარს გაუტოლდა. ეს დაახლოებით 27-33%-იან ზრდას ნიშნავს, თუმცა აღნიშნული მაჩვენებელი GREDA-ს შეფასებაა და არა მთელი სექტორის ოფიციალური საშუალო სტატისტიკა. მელიქიძის თქმით, პროექტების უკუგების პერიოდი ზოგ შემთხვევაში უკვე 10-12 წელს, ცალკეულ შემთხვევებში კი 15 წელს უახლოვდება.

GREDA-ს ხელმძღვანელი ორ შესაძლო გზას ასახელებს. მისი პოზიციით, ან უნდა გადაიხედოს მედიანური ტარიფი, ან სახელმწიფომ დროულად უნდა გააფორმოს უკვე მომზადებული მემორანდუმები, რათა პროექტები სამშენებლო ეტაპზე სწრაფად გადავიდეს და ხარჯების შემდგომ ზრდას აღარ დაელოდოს. მელიქიძის განცხადებით, ეკონომიკის სამინისტროში დაახლოებით 300 ენერგოპროექტია წარდგენილი, თუმცა მათგან ყველა მოთხოვნებს ვერ აკმაყოფილებს. მისივე შეფასებით, რამდენიმე ათეული პროექტი უკვე მზად არის მემორანდუმის გასაფორმებლად.

მისი გაფრთხილებაა, რომ პროცესის კიდევ უფრო გაჭიანურების შემთხვევაში დღის წესრიგში შესაძლოა მედიანური ტარიფის გადახედვა ან მესამე CFD აუქციონის ჩატარება დადგეს. მელიქიძის სიტყვებით, „აუცილებლად მოხდეს მედიანური ტარიფის გადახედვა“, თუ პროექტების განვითარებისთვის სხვა სწრაფი გამოსავალი ვერ მოიძებნა.

CFD, ანუ ფასთა სხვაობის ხელშეკრულება, განახლებადი ენერგიის პროექტებისთვის შემუშავებული მხარდაჭერის მექანიზმია. მისი არსი ისაა, რომ ელექტროსადგური ელექტროენერგიას ბაზარზე ყიდის, ხოლო სახელმწიფოსთან შეთანხმებულ ფასსა და საბაზრო ფასს შორის სხვაობა განსაზღვრული წესით კომპენსირდება. ეს ინვესტორს შემოსავლის პროგნოზირებადობას აძლევს და ბანკისთვის პროექტის დაფინანსებას შედარებით ნაკლებად სარისკოს ხდის.

საქართველოს მოქმედი მხარდაჭერის სქემა 15-წლიან პერიოდს ითვალისწინებს. სახელმწიფოს მიწოდების უსაფრთხოების ანგარიშის მიხედვით, მხარდაჭერა ჰიდროელექტროსადგურებისთვის წელიწადში რვა თვის, ქარის სადგურებისთვის ცხრა თვის, მზისა და სხვა განახლებადი წყაროების პროექტებისთვის კი თორმეტი თვის განმავლობაში მოქმედებს.

მეორე სიმძლავრის აუქციონის შედეგად, მოდინებაზე მომუშავე ჰიდროელექტროსადგურებისთვის მედიანური ტარიფი ერთ კილოვატსაათზე 6.50 აშშ ცენტით განისაზღვრა. 1-4 საათიანი დაგროვების შესაძლებლობის მქონე მარეგულირებელი ჰესისთვის ტარიფი 7.50 ცენტი იყო, 4-8 საათიანი პროექტისთვის 7.74 ცენტი, ხოლო რვა საათზე მეტი ხანგრძლივობის მარეგულირებელი პროექტისთვის 10.35 ცენტი. ქარის სადგურებისთვის მედიანური ტარიფი 6 ცენტია, მზის პროექტებისთვის კი 5.60 ცენტი. ბატარეით აღჭურვილი ქარისა და მზის პროექტებისთვის უფრო მაღალი ფასებია განსაზღვრული.

მეორე აუქციონის შედეგების მიხედვით, გამარჯვებულად 63 პროექტი გამოცხადდა. მათ შორის იყო 32 მოდინებაზე მომუშავე ჰიდროელექტროსადგური, რვა მარეგულირებელი ჰესი 1-4 საათიანი დაგროვების შესაძლებლობით, ექვსი მარეგულირებელი ჰესი 4-8 საათიანი შესაძლებლობით, ათი მზისა და შვიდი ქარის სადგური. პროექტების ჯამური სიმძლავრე დაახლოებით 811 მეგავატი იყო, ხოლო გამარჯვებულ წინადადებებში ფასები ერთ კილოვატსაათზე 4.68-დან 7.74 აშშ ცენტამდე მერყეობდა.

აუქციონის ჩატარების მიზანი მხოლოდ ყველაზე დაბალი ფასის გამოვლენა არ ყოფილა. კონკურენტული პროცესი სახელმწიფოს აძლევს შესაძლებლობას, შეადაროს ინვესტორების შეთავაზებები და მხარდაჭერა მისცეს პროექტებს, რომლებიც საჭირო სიმძლავრის აშენებას შედარებით დაბალ ფასად სთავაზობენ. სწორედ ამიტომ, აუქციონის დასრულების შემდეგ მედიანური ტარიფის საერთო ზრდა იურიდიულ და ეკონომიკურ კითხვებს წარმოშობს. შესაძლოა, შეიცვალოს კონკურენციის დროს მონაწილეების მიერ მიღებული გადაწყვეტილებების საფუძველი და გაუჩნდეთ პრეტენზია იმ კომპანიებსაც, რომლებმაც პროექტი ძველი ტარიფის გამო ვერ წარადგინეს ან აუქციონში ვერ გაიმარჯვეს.

ინვესტორების მხარდამჭერი არგუმენტი ისაა, რომ 2024 წელს კონკურენტულ პირობებში გამოვლენილი ფასი შესაძლოა 2026 წლის რეალურ სამშენებლო და ფინანსურ გარემოს სრულად აღარ ასახავდეს. პროექტის ტექნიკურ კვლევას, ნებართვების მიღებას, მიწის საკითხების მოგვარებას, ქსელთან მიერთებასა და დაფინანსების მოზიდვას ხშირად რამდენიმე წელი სჭირდება. ამ პერიოდში შეიძლება გაძვირდეს სამშენებლო მასალები, ტექნოლოგიური მოწყობილობები, შრომა, ტრანსპორტირება და სასესხო რესურსი.

თუმცა მშენებლობის საერთო ინდექსი ენერგეტიკული პროექტების თვითღირებულების ზუსტი საზომი არ არის. საქსტატის მშენებლობის ღირებულების ინდექსი სექტორის ფართო დინამიკას აჩვენებს, მაგრამ ჰესს, ქარის პარკსა და მზის სადგურს განსხვავებული ხარჯების სტრუქტურა აქვს. ენერგოობიექტების მნიშვნელოვანი მოწყობილობები ხშირად იმპორტირებულია, ამიტომ მათ ფასზე უცხოური ვალუტის კურსი, ლოგისტიკა, საერთაშორისო ნედლეულის ბაზარი და კონკრეტული ტექნოლოგიის ფასი მოქმედებს. საქსტატმა 2026 წლის მაისის მშენებლობის ღირებულების ინდექსი 7 ივლისს გამოაქვეყნა, რაც ამ ეტაპისთვის უახლესი ოფიციალური მონაცემია, თუმცა მხოლოდ ამ ინდექსით GREDA-ს მიერ დასახელებული 27-33%-იანი გაძვირების დადასტურება შეუძლებელია.

ცალკეული უკვე აშენებული ობიექტების მონაცემებიც აჩვენებს, რამდენად განსხვავებული შეიძლება იყოს პროექტების კაპიტალური ღირებულება. ერთ-ერთი ქართული ენერგოკომპანიის საჯარო დოკუმენტაციის მიხედვით, „საშუალა ჰესი 2-ის“ მშენებლობა ერთ მეგავატზე დაახლოებით 1.4 მილიონი დოლარი დაჯდა, „საშუალა ჰესი 1-ის“ დაახლოებით 1.3 მილიონი, ხოლო მოგვიანებით აშენებული „საშუალა ჰესის“ ერთ მეგავატზე ფაქტობრივმა ღირებულებამ დაახლოებით 1.9 მილიონ დოლარს მიაღწია. ეს სამი პროექტი სექტორის საშუალო ფასს არ განსაზღვრავს, თუმცა აჩვენებს, რომ ერთსა და იმავე ჯგუფშიც კი პროექტის დრო, მდებარეობა, ტექნიკური გადაწყვეტა და ინფრასტრუქტურა კაპიტალურ ხარჯზე მნიშვნელოვნად მოქმედებს.

ინვესტორების მოთხოვნას კიდევ ერთი არგუმენტი ამყარებს. თუ ტარიფი პროექტის რეალურ ხარჯებსა და ფინანსურ რისკს ვერ ფარავს, ხელმოწერილი მემორანდუმიც კი არ იძლევა მშენებლობის გარანტიას. ბანკმა შეიძლება პროექტის შემოსავლები არასაკმარისად მიიჩნიოს, მოითხოვოს მეტი საკუთარი კაპიტალი ან საერთოდ უარი თქვას დაფინანსებაზე. ასეთ შემთხვევაში სახელმწიფოს ფორმალურად ექნება პროექტების დიდი პორტფელი, მაგრამ რეალური სამშენებლო აქტივობა დაბალი დარჩება.

ამავე დროს, ტარიფის ზრდას თავისი მოწინააღმდეგე არგუმენტებიც აქვს. CFD სახელმწიფოსთვის უპირობო ფიქსირებული შესყიდვის ხელშეკრულება არ არის, მაგრამ იგი მაინც ქმნის ფასთა სხვაობის დაფარვასთან დაკავშირებულ გრძელვადიან ვალდებულებას. თუ ბაზრის ფასი შეთანხმებულ ტარიფზე დაბალია, სხვაობის კომპენსირება მხარდაჭერის სქემის წესით ხდება. რაც უფრო მაღალია CFD-ის ფასი, მით უფრო დიდი შეიძლება იყოს ეს სხვაობა. საბოლოოდ, მხარდაჭერის ხარჯი შეიძლება აისახოს სახელმწიფო ფინანსებზე, ელექტროენერგეტიკული სისტემის ანგარიშსწორებაზე ან მომხმარებლისთვის ენერგიის მთლიან ღირებულებაზე, კონკრეტული დაფინანსების მოდელის მიხედვით.

ტარიფის ზრდის მოწინააღმდეგეები ასევე შეიძლება მიუთითებდნენ, რომ სამშენებლო და საბაზრო რისკი სრულად სახელმწიფოზე არ უნდა გადავიდეს. ინვესტორი აუქციონში წინადადების შეტანისას თავად აფასებს კაპიტალურ ხარჯს, ვადებს, დაფინანსებასა და შესაძლო გაძვირებას. თუ ხელსაყრელი ცვლილების შემთხვევაში დამატებითი მოგება კერძო კომპანიას რჩება, ხოლო გაძვირების შემთხვევაში ტარიფი ავტომატურად იზრდება, რისკის განაწილება სახელმწიფოსთვის არათანაბარი გამოვა.

განსაკუთრებით პრობლემური შეიძლება იყოს უკვე ჩატარებული აუქციონის ფასის ყველა პროექტისთვის ერთნაირად გაზრდა. ენერგოობიექტების ხარჯები ტექნოლოგიის, მდებარეობისა და მომზადების ეტაპის მიხედვით განსხვავდება. პროექტი, რომელსაც მიწა, კვლევები, ნებართვები და ქსელთან მიერთება უკვე უზრუნველყოფილი აქვს, იმავე მდგომარეობაში არ არის, როგორშიც მხოლოდ საწყის ეტაპზე მყოფი ინიციატივა. ამიტომ ერთიანი ტარიფის ზრდამ შეიძლება დამატებითი სარგებელი მისცეს იმ პროექტსაც, რომელსაც ძველი ფასითაც შეეძლო განხორციელება.

შესაძლო კომპრომისული გზა შეიძლება იყოს არა მოქმედი მედიანური ტარიფის ავტომატური ზრდა, არამედ პროექტების ხელახალი ტექნიკურ-ფინანსური შეფასება, მკაფიო კრიტერიუმებით. სახელმწიფომ შეიძლება განსაზღვროს, რომ ცვლილება ეხებოდეს მხოლოდ დოკუმენტურად დადასტურებულ ხარჯებს, კონკრეტულ ტექნოლოგიას ან პროექტებს, რომლებიც მშენებლობისთვის რეალურად მზად არიან. სხვა ვარიანტია ახალი აუქციონის ჩატარება, სადაც განახლებული ფასები კვლავ კონკურენტულ გარემოში გამოვლინდება.

მესამე აუქციონს გამჭვირვალობის უპირატესობა ექნებოდა, რადგან ახალ პირობებში ფასს ისევ ბაზარი განსაზღვრავდა. თუმცა პროცესის თავიდან დაწყებას დრო სჭირდება და უკვე მომზადებული პროექტების განვითარებას კიდევ უფრო გადაავადებს. პირდაპირი მემორანდუმების სწრაფად გაფორმება კი დროს დაზოგავს, მაგრამ სახელმწიფომ უნდა დაადასტუროს, რომ მეორე აუქციონის მედიანური ფასი კვლავ სამართლიანი საორიენტაციო ნიშნულია.

Galt & Taggart-ის ელექტროენერგიის ბაზრის მიმოხილვაში აღნიშნული იყო, რომ ცალკეულ პროექტებს აუქციონის გარეშე, პირდაპირი მემორანდუმის საფუძველზე შეეძლებოდათ ხელშეკრულების გაფორმება, ხოლო მეორე აუქციონის მედიანური ტარიფი კონკურენტულ პირობებში მიღებულ ფასად ჩაითვლებოდა. სწორედ ეს ქმნის დღევანდელი დისკუსიის საფუძველს: თუ მედიანური ფასი აღარ ასახავს რეალურ ხარჯს, პირდაპირი მემორანდუმების მექანიზმიც შეიძლება შენელდეს, მაგრამ მისი ცვლილება კონკურენტული ფასის მნიშვნელობას შეამცირებს.

ტარიფებზე დისკუსია საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბალანსის ფართო სურათისგან დამოუკიდებლად ვერ განიხილება. ESCO-ს საბოლოო მონაცემებით, 2025 წელს საქართველოში 13.84 მილიარდი კილოვატსაათი ელექტროენერგია გამომუშავდა. აქედან 10.99 მილიარდი კილოვატსაათი ჰიდროელექტროსადგურებზე, 2.77 მილიარდი თბოსადგურებზე, 79.4 მილიონი კილოვატსაათი კი ქართლის ქარის სადგურზე მოდიოდა. იმპორტმა 1.56 მილიარდი კილოვატსაათი, ექსპორტმა კი 511.2 მილიონი კილოვატსაათი შეადგინა.

ქვეყნის მოხმარებამ, აფხაზეთის ჩათვლით, 2025 წელს 14.88 მილიარდ კილოვატსაათს მიაღწია. წლიური მონაცემების მიხედვით, ადგილობრივმა გენერაციამ მთლიან მოხმარებაზე ნაკლები ელექტროენერგია უზრუნველყო, თუმცა სისტემის მდგომარეობა სეზონების მიხედვით მნიშვნელოვნად განსხვავდება. გაზაფხულსა და ზაფხულში წყალუხვობის დროს ქვეყანას შეიძლება საექსპორტო რესურსი ჰქონდეს, ზამთარში კი იმპორტისა და თბოგენერაციის საჭიროება იზრდება. მაგალითად, 2025 წლის იანვარში იმპორტი 334.5 მილიონი კილოვატსაათი იყო, თებერვალში 388.1 მილიონი, დეკემბერში კი 297.1 მილიონი.

ეს მონაცემები ახალი გენერაციის საჭიროებას ადასტურებს, თუმცა ყველა ახალი მეგავატი სისტემისთვის ერთნაირი ღირებულების არ არის. მოდინებაზე მომუშავე ჰესი შეიძლება ელექტროენერგიას ძირითადად წყალუხვ პერიოდში გამოიმუშავებდეს, როდესაც ბაზარზე მიწოდება ისედაც მაღალია. მზის სადგური დღის საათებში მუშაობს, ქარის წარმოება კი ამინდზეა დამოკიდებული. ყველაზე ძვირადღირებული მარეგულირებელი ჰესები და ბატარეები სისტემას ენერგიის საჭირო დროს მიწოდებაში ეხმარება, რის გამოც მათი CFD ტარიფებიც უფრო მაღალია.

სწორედ ამიტომ, მხოლოდ ახალი სიმძლავრის რაოდენობაზე ორიენტირება არასაკმარისია. სახელმწიფომ უნდა შეაფასოს, რომელი პროექტი ამცირებს ზამთრის დეფიციტს, რომელი ზრდის სისტემის მოქნილობას, რომელი მოითხოვს დამატებით ქსელურ ინვესტიციას და რომელი წარმოქმნის ენერგიას იმ პერიოდში, როდესაც საბაზრო ფასი დაბალია. CFD-ის სამართლიანი ფასი ტექნოლოგიის მშენებლობის ხარჯთან ერთად სისტემისთვის შექმნილ ღირებულებასაც უნდა ასახავდეს.

საჯარო ინტერესისთვის ასევე მნიშვნელოვანია გარემოსდაცვითი და სოციალური საკითხები. სწრაფი მემორანდუმები არ უნდა ნიშნავდეს გარემოზე ზემოქმედების შეფასების, მიწის საკუთრების, წყლის რესურსის, ადგილობრივ მოსახლეობასთან კონსულტაციის ან ქსელთან უსაფრთხო მიერთების პროცედურების შესუსტებას. პროექტის გაჭიანურება შეიძლება ფინანსურად ძვირი იყოს, მაგრამ დაჩქარებული და არასრულად შეფასებული გადაწყვეტილება სახელმწიფოსთვის მომავალში უფრო დიდი სამართლებრივი, სოციალური და საბიუჯეტო ხარჯის წყარო გახდეს.

შესაბამისად, მიმდინარე დისკუსიის მთავარი კითხვა არ არის მხოლოდ ის, გაიზარდა თუ არა ერთი მეგავატის მშენებლობის ფასი. მთავარი კითხვაა, რა მექანიზმით უნდა დადასტურდეს ეს ზრდა და ვინ უნდა აიღოს საკუთარ თავზე მისი ფინანსური შედეგი. მხოლოდ ინვესტორის მიერ წარმოდგენილი ხარჯთაღრიცხვა ტარიფის შესაცვლელად საკმარისი ვერ იქნება. საჭიროა დამოუკიდებელი ტექნიკური და ფინანსური შეფასება, ერთიანი მეთოდოლოგია, პროექტების მზადყოფნის შემოწმება და სახელმწიფო ვალდებულებების სრულად გასაჯაროება.

თუ მოქმედი ტარიფები მართლაც ვეღარ უზრუნველყოფს სიცოცხლისუნარიანი პროექტების დაფინანსებას, მათი უცვლელად დატოვება შეიძლება ფორმალურად დაბალი ფასის, მაგრამ რეალურად აუშენებელი სიმძლავრის მიღებას ნიშნავდეს. მეორე მხრივ, ტარიფების დასაბუთების გარეშე ზრდა კონკურენტული აუქციონის შედეგებს დააზიანებს და მხარდაჭერის ღირებულებას გაზრდის.

ოპტიმალური გამოსავალი შეიძლება იყოს რამდენიმე ნაბიჯის ერთობლიობა: მშენებლობისთვის მზად მყოფ პროექტებზე გადაწყვეტილებების სწრაფად მიღება, ტექნოლოგიების მიხედვით ხარჯების განახლებული კვლევა, არსებული მედიანური ტარიფების დამოუკიდებელი შეფასება და საჭიროების შემთხვევაში ახალი, კონკურენტული აუქციონის ჩატარება. ამასთან, საზოგადოებისთვის წინასწარ უნდა იყოს ცნობილი, რა მოცულობის ფინანსურ ვალდებულებას იღებს სახელმწიფო და როგორ აისახება მხარდაჭერის ფასი საბოლოო მომხმარებელზე.

საქართველოს ენერგოსისტემას ახალი, განსაკუთრებით კი ზამთრის დეფიციტის შემამცირებელი და მოქნილი გენერაცია სჭირდება. თუმცა ახალი პროექტების რაოდენობა თავისთავად წარმატება არ არის. შედეგი იქნება მხოლოდ ის ობიექტები, რომლებიც რეალურად აშენდება, სისტემას საჭირო დროს მიაწვდის ენერგიას და რომლის ფასიც ინვესტორისთვის საკმარისი, სახელმწიფოსა და მომხმარებლისთვის კი დასაბუთებული იქნება.

გამოყენებული წყაროები: